油气储运专业-天然气管道工艺设计.docx

O中胡油大学展才）xlxCHINAUNIVERSITYOFPETROLEUM,BEIJING本科生毕业设计（诒文）题目天然气管道工艺设计学院名称网络与继续教育学院专业名称油气储运学生姓名指导教师提交时间：2024年4月5日摘要天然气作为当前来说是一种重要的清洁能源，最常用的一种运输方式就是管道输送，我们不能忽视在天然气管道设计上存在的问题。本文就从天然气管道设计参数、设备的选择入手，通过计算得出最经济合理的方案，再从天然气管道运行及管理方面，以及日常天然气管道存在的问题展开讨论，来保障天然气管道的安全可靠运行，避免发生生产安全事故。关键词：天然气管道；方案；管理摘要I前言-1-第1章总论-2-1.1 设计原则-2-1.2 设计的目的和意义-2-1.3 设计标准、规范-2-1.4 设计原始数据-2-1.5 主要设计内容-4-1.6 需得到的设计成果-4-第2章天然气管道工艺设计-5-2.1 设计参数的选择-5-2.1.1 设计压力、管径、压缩比的设定-5-2.1.2 管径钢种等级的选择-5-2.1.3 流量的计算-5-2.1.4 管道壁厚的计算-6-2.1.5 管道内径的计算-7-2.1.6 天然气密度的计算-7-2.1.7 天然气相对密度的计算-7-2.1.8 压缩机入口压力的计算-7-2.1.9 计算段起点压力计算-8-2.1.10 计算段终点压力计算-8-2.1.11 计算段平均压力计算-8-2.1.12 计算段平均温度计算-8-2.1.13 计算天然气管道计算段中天然气的平均压缩系数-8-2.2 管道末段储气能力的计算-13-2.2.1 要求末段储气容积的计算-14-2.2.2 按照假设的末段长度、管径计算末段储气能力-15-2.2.3 末段长度、储气能力的确定-17-2.3 压缩机站的布置-17-2.4 主要设备选择-18-2.4.1 压缩机及驱动设备-18-2.4.2 清管设备-19-2.4.3 其它设备-19-2.5 管道敷设方式-20-2.6 管道沿线压力、温度、流速的计算-20-2.6.1 管道沿线压力的计算-20-2.6.2 管道沿线温度的计算-20-2.6.3 管道沿线流速的计算-21-2.7 技术一经济计算-21-2.7.1 管道建设折合费用的计算-22-2.7.2 压缩机站建设折合费用的计算-22-2.7.3 运行费折合费用的计算-23-2.7.4 管道总折合费用的计算-23-2.8 计算实例-23-第3章辅助生产设施-26-3.1 供配电-26-3.2 给排水-26-第4章天然气管道运行及管理-28-4.1 安全管理-28-4.2 自动控制-28-4.2.1 自动控制方案-28-4.2.2 安全联锁及紧急停车方案-29-4.2.3 火灾及可燃气体检测报警系统-29-4.2.4 仪表及控制系统选型-29-第5章天然气管道存在的问题及改进建议-31-5.1 腐蚀及控制-31-5.2 管道失效原因及对策-32-5.2.1 管道失效原因-32-5.2.2 管道失效对策-32-第6章结论和建议-34-6.1 设计成果-34-6.2 不足和改进措施-34-参考文献-36-致谢-37-,1/,刖5当今世纪，经济全球化的进程加快，中国经济逐步加入世界经济的大潮之中。在世界经济迅猛发展的同时，全球面临着日益严重的环境及气候问题，建立人和自然的和谐，实现可持续发展己成为一顼十分重要的任务。我国是世界上天然气开采和采用最早的国家之一，管道作为天然气开发和利用的纽带起着重要的作用。近年来，我国已建成西气东输一、二、三线系统，陕京一、二、三、四线系统，新气管道，中俄东线，中缅天然气管道，川气东送一、二线，永唐秦、秦沈、沈哈天然气管道，中贵联络线，靖边联络线，淮武线，忠武线，冀宁联络线，蒙西管道，鄂安沧、榆济线，神安线等天然气管道，天然气管道事业有了很大发展。为了适应当前发展形式，并结合自身岗位，通过本次设计以此来锻炼本人的设计及管理思维能力，为今后的工作打下更加坚实的基础。本设计大体上主要包括：总论、天然气管道工艺设计、辅助生产设施、天然气管道运行及管理、天然气管道存在的问题及改进建议。随着天然气资源的开发利用，管输产业也得到了突飞猛进的发展。天然气管道的投资越来越大，输送距离越来越长，管道设计与管理理论在天然气工业中至关重要。由于本人水平有限，设计中难免存在一些缺点乃至错误，恳望老师批评指正。第1章总论1.1 设计原则(1)严格执行国家、行业的有关标准、规范(见下面1.3节)；(2)根据已知条件、要求进行工艺设计计算，确保供气的安全、平稳、可靠；(3)采用国内外先进、成熟、安全的材料、设备、技术，使设计的管道安全、可靠。优先考虑满足条件的国产材料、设备，充分体现国产化的要求；(4)进行技术一经济计算，尽可能的降低投资，确保经济效益、社会效益达到最大化。1.2 设计的目的和意义随着天然气管道建设的大型化，建设管道需要耗费巨大的投资，使得人们要寻求一种最有利组合方案，以求费用最小。通过对各个可行方案的技术经济分析,来确定技术先进、经济合理的最优经济方案。对天然气管线而言，就是通过对各个可行方案的技术分析和经济比较，寻求管径D、壁厚6、压缩机站进、出站压力Pb、PH等主要技术经济参数最佳组合(在满足一定约束条件的情况下)，使得系统的年折合费用最低。通过管道系统的优化研究，可以得到经济合理的设计方案和运行参数，使得系统工作在最佳状态下，达到节约能源、少投入、多产出以达到节省投资和提高经济效益的目的。可见，对管道进行合理的设计是具有重大的意义。1.3 设计标准、规范(1)输气管道工程设计规范，GB50251-2015；(2)长距离输油输气管道测量规范，SY/T0055-2003；(3)石油天然气工程设计防火规范，GB50183-2004；(4)天然气发热量、密度、相对密度和沃泊指数的计算方法，GB/T11062-2020；(5)石油天然气工业管线输送系统用钢管，GB/T9711-2017；(6)石油地面工程设计文件编制规程，SY/T0009-2012o1.4 设计原始数据天然气成分见表1.1所示。表1.1天然气组成成分CH4C2H6C3H8H2SCO2N2z、97.67150.12600.00690.00021.54800.6310(%)压缩机站最大工作压力：6.5MPa,6.0MPa；平均输气温度：20;终点配气压力：2.0MPa；线路概况：全长20km；任务输气量：10亿方/年；工作天数：350天/年；供气系数见表1.2所示。表1.2供气系数时间上午下午1：000.351.652：000.401.503：000.500.754：000.511.055：000.701.206：000.801.907：001.202.308：001.351.809：001.151.0510：001.200.8011：001.550.5012：001.700.401.5 主要设计内容主要设计的内容有：(1)输气管道内径、壁厚等参数的确定；(2)末段储气能力的计算；(3)压缩机站的布置；(4)计算沿线压力、温度、流速分布；(5)计算最优化方案(技术一经济计算)。1.6 需得到的设计成果(1)通过水力计算确定输气管道的内径和壁厚;(2)通过计算确定输气管道末段的储气能力；(3)得出压缩机站的布置方案；(4)通过技术一经济计算得出得出最优方案。第2章天然气管道工艺设计2.1 设计参数的选择2.1.1 设计压力、管径、压缩比的设定计算时首先设定设计压力Ph、管径Dh压缩比£（可以先试算，然后选值）。通过查阅相关规范，可知压缩比£在1.2-1.5范围内选值Ul管径的选择需要先通过试算，然后参照相关规范中给出的标准钢管规格，选取与试算的管径相近的管径。假设管道设计压力为6.5MPa,即Ph=6.5MPa,管径Dh为508mm,£取1.2。2.1.2 管径钢种等级的选择管材钢种等级的选择是天然气管道设计中一项非常重要的工作。特别在长距离输气管道建设中，线路部分的钢材消耗量要占到工程总消耗量的90%左右，而线路部分的投资要占到整个管道工程总投资的70%以上。选择合适的管材，可以减少整个工程的投资，也关系到整个管道运营的安全、可靠。当前管材的研究以发展优质高强度钢为主要方向，机械性能和化学成分是管材的两项基本指标。机械性能包括抗拉强度、屈服强度等主要指标；化学成分则是形成材料机械性能和其它性能的物质基础。在以前我国由于技术的限制，大量采用进口管材，经过近些年来的自主创新研发，我国在管道用钢方面成功研制开发了X52-X120级的高等级管材，并逐步得到了广泛的运用，以西气东输管道工程为例，二线使用X80钢管节约了钢材约42万吨，节约投资约42亿元；另外，国产X80钢板和钢管比进口价格低30%,节约投资约84亿元。同时，与一线工程的年设计输气量120亿方相比，二线输气量大幅攀升至每年300亿方。本设计也选用X80级管材，其最小屈服极限。S为552MPa,再根据选择的管径和压力来确定壁厚。2.1.3 流量的计算输气管道通过能力有评估性通过能力和设计通过能力之分。评估性通过能力是指在管道规划研究阶段和开始设计阶段，对通过能力的初步估算值，以便随后对各种可能的输气工艺方案进行计算。设计性通过能力是指相应于最优工艺方案的通过能力。所以在做规划设计时,是按照评估性通过能力来计算各种可能的输气工艺方案，而外部介质(大气和土壤)的温度取年平均值。根据用户年用气不均衡性(考虑年平均输气不均衡系数)，确定输气管道每年输气工作天数，其中工作天数为350天/年。管道计算流量计算公式为风q=%KX24x3600(2,1)其中q为输气管道计算流量，m3/s；Q为年任务输气量，为109r113a;n为年工作天数，为350天；KS为年平均输气不均匀系数，这里取0.95,因此：I=%/X24x3600-IO9/350×0.95×24×3600=34.8092/$2.1.4 管道壁厚的计算(2.2)其中6为输气管道壁厚，Ph为输气管道设计压力，Dh为输气管道管径，OS为所选管材的最小屈服强度，这里取552MPa,F为设计系数，设定地区等级为一级二类，因此设计系数取0.72。计算得出的向上圆整(mm),为管道壁厚。设计系数F取值，见表2.1所示。表2.1设计系数F地区等级设计系数一级一类0.8一级二类0.72二级0.6三级0.5四级0.4SJx%bsxF=65x50%552x0.72=415三6向上圆整，管道壁厚这里取5mm。2.1.5 管道内径的计算设定管道的管径Dh为外径，内径DB即为外径减去两倍壁厚。DB=Dh-25(2.3)其中DB为管道内径，Dh为管道管径，6为输气管道壁厚。所以：¾=D-2=508-2x5=498mm2.1.6 天然气密度的计算夕=%20%a)其中P取在标准状态下(273.15KjOI325Pa)天然气密度，为组分的摩尔分数，Mi为组分的分子量，所以：P=%2414X(°976715x16+0.00126×30÷0.0069×44+0.0002×34+0.01548×44+0.00631X28)=0.7373kgm32.1.7 天然气相对密度的计算天然气相对密度：其中取在标准状态下(273.15K,101325Pa)的天然气相对密度，P为天然气密度，Pa为干空气密度，取在标准状态下的，取1.293kgm3.所以：=0.7373/1.293=0.57022.1.8 压缩机入口压力的计算Pr=P或(2.6)其中Pr为压缩机入口压力，Ph为压缩机出口压力(即设计压力)，所以：2=6.5/1.2=5.41672.1.9 计算段起点压力计算管道计算段的起点压力Pi也为压缩机站出站压力。Px=Ph-Px-P2(2.7)其中Ph为压缩机出口压力，即设计压力，8Pi为压缩机与管道之间连接管段中的压力损失，这里取0.05MPa,8P2为天然气在冷却系统中的压力损失，这里取0.0588MPa,所以：=6.5-0.05-0.0588=6.3912MP,2.1.10 计算段终点压力计算管道计算段的终点压力P2,也为下一站进站压力。6=E+四(2.8)其中P3为天然气在压缩机进口端的一级除尘装置、连接管线中的压力损失,这里取0.11MPa,所以：P2=5.4167+0.11=5.52672.1.11 计算段平均压力计算已知管道计算段起点压力R、终点压力P2。匕=%(行+/(2.9)=%(63912÷5-5267×3912+5.5267"9694S2.1.12 计算段平均压缩系数计算ZCP=M10°(2.10)卬I(X)+1.77315其中ZCP为计算段天然气的平均压缩系数，PCP为计算段的平均压力，所以：Zcp=-=0.87850100+1.773×5.9694,j52.1.13 水力摩阻系数计算管道雷诺数的计算：r=PaQ(2.11)就BN其中Re为管道雷诺数，为标准状态下(273.15K,101325Pa)的天然气相对密度，Pa为干空气密度，取1.293kgm3,q为输气管道计算流量，DB为管道内径，为气体动力粘度，取l()5pa.s所以：ZXO.5702L293"吗wo.498XKTL6心临界雷诺数的计算：(2.12)(2.13)其中Rel为第一边界雷诺数，Re2为第二边界雷诺数，K为管壁的当量粗糙度,DB为管道内径。因Re>Re2,因此气体流态处于阻力平方区，所以:0="9(2.14)其中人为水力摩阻系数。2.1.14 压缩机站间距离计算L 二斤一已知管道沿线平均温度气温tcp为20,因此天然气在管道计算段中的平均温度TCP为293.15K(标准状态下)。(2.15)其中L为压缩机站间距离，PI为管道计算段起点压力(压缩机站出站压力)，P2为终点压力(压缩机站进站压力)，C为流量系数，q为管道流量。流量系数的计算：(2.16)其中人为水力摩阻系数，ZCP为计算段天然气的平均压缩系数，为标准状态下(273.15K,101325Pa)的天然气相对密度，TCP为标准状态下的计算段天然气的平均温度，Co®0.03848,DB为管道内径，所以：C-0.0119×0.8785×0.5702×293.15/=385291119/0,038482×0,4985/=6.39122-5.52672/=720km8529.1119×34.809222.1.15 计算末段平均压力计算已知管道末段终点压力Pk(2.0MPa),则计算末段平均压力Pkcp。=%(6.3912÷2%J%2+J=45786"22.1.16 计算末段平均压缩系数计算Z=(2.18)kcp100+1.773*5其中ZkCP为计算末段天然气的平均压缩系数，PkCP为计算末段的平均压力,所以：Zkcp=-=0.9075kcp100+1.773×4.5786,152.1.17 计算末段长度计算在本次设计中，不考虑末段的储气能力，末段长度Lk计算如下：其中R为管道计算段起点压力（压缩机站出站压力），Pk为管道末段终点压力,Ck为流量系数，q为管道流量。流量系数的计算：(2.16)其中人为水力摩阻系数，ZkCP为计算末段天然气的平均压缩系数，为标准状态下（27315K,101325Pa）的天然气相对密度，TCP为标准状态下的计算段天然气的平均温度，Co¢（0.03848,DB为管道内径，所以：r-0.0119×0.9075X0.5702×293.15/=398009892k/0.038482×0,4985/=5.52672-22/=550km1./39800.9892×34.80922-2.1.18 计算段平均温度计算天然气在管道计算段中的平均温度tp与许多参数有关系，如起点温度tH、沿C线年平均地温to、计算段长度L、总传热系数K、定压比热Cp、焦-汤系数Di（节流效应）。设计阶段因为计算段长度（即压缩机站间距）、计算段中的平均温度t平都为未知数。只能先假设，然后计算修正直至较为准确为止。（1）确定计算段起点天然气温度（即压缩机站出口的天然气温度）始。天然气在站内经压缩后须用空冷器进行冷却，因此计算段起点温度应为经过空冷器冷却后的温度。从理论上讲，冷却温度越低越好，因为低温输送是提高输气管道通过能力、降低单位费用指标的主要途径之一，是当前天然气管道工艺输送方面的一大研究方向。但目前要考虑其可能性和合理性。一种方法：根据国外的经验，计算段起点天然气温度tH应保持在1427之间；另一种方法：根据规定，计算段起点天然气温度也应比沿线年平均气温高10-15oC,其计算公式：其中tp为沿线年平均气温，C；,为气候数据可变性的修正量（取"为2）,C。（2）初步设定计算段中天然气的平均温度tcp为20。（3）已知PCP和tcp,查表2.2得出天然气定压比热Cp:表2.2PCP和tcp下天然气定压比热CP（KJ/（kgk）平均压力Pcp1015平均温度tcp2025304.52.5952.5852.5762.5692.5625.02.6392.6262.6152.6062.5975.52.6822.6702.6502.6402.630PCP和tcp下天然气定压比热CP（KJ（kgQ>)续表2.2平均压力Pcp1015平均温度tcp2025306.02.7252.7082.7002.6802.6706.52.7682.7492.7322.7172.7037.02.8122.7902.7702.7502.7407.52.8552.8302.8102.7902.7708.02.8982.8702.8502.8302.8108.52.9412.9102.8902.8702.8409.02.9852.9502.9302.9002.880（4）己知CP和tcp,查表2.3得焦汤系数Di；表2.3CP和tcp下的焦-汤系数Di定压比热Cp(KJ(kgk)1015平均温度tcp2025302.504.294.133.973.813.672.554.214.033.893.743.602.604.133.973.813.673.532.654.053.893.743.593.462.703.983.823.673.533.392.753.903.753.613.473.342.803.833.683.543.403.282.853.773.623.483.553.222.903.703.563.423.293.172.953.643.503.363.233.11(5)初步设定管长L。(6)总传热系数取KCP为1.75。(7)计算a2LaJ=%c,(2.11)其中为KCP总传热系数；L为初步设定的管长，km；M为质量流量，m3d;为标准状态下天然气相对密度；CP为天然气定压比热，KJ/(kgk)o(8)计算G-W(9)计算t平5。+”(V)与引Jj7(W)I<2.12)其中tcp为管道计算段中天然气的平均温度，;to为管道沿线年平均地温(取平均值)，C；tH为管道计算段起点天然气温度(即天然气出站温度，设定为18C),C;(10)把计算结果tcp与初步设定tcp相比较，如果接近则结果tcp为所求；如果不接近则须重新设定tcp,直到接近为止，最终得出tcp。2.2 管道末段储气能力的计算输气管道末段就是最后一个压缩机站到城市配气站之间的管段。因为城市用户用气存在不均匀性，所以输气管道末段通常兼用做调节昼夜用气不均衡性的储气容器。末段的终点压力比前面各站间管段的终点压力要低得多，因此末段的长度比其它各中间站间管段要长的多。在设计一条新的长距离输气管道时，应先进行末段计算，确定末段的管径和长度后再计算中间各站。如果输气管道在一开始就考虑利用末段作为解决昼夜“调峰”问题的措施，输气管道末段的计算与其它各管段的计算存在以下区别：要考虑末段既能输气，又能储气，最理想的是使末段能代替为消除昼夜用气不均衡所需要的全部储气罐的容积。根据题目的供气系数来计算所要求的末段储气容积V求：（1）假设每日供气量为IO0,得每小时平均供气量为100/24=4.17；（2）列表（如下表2.4）。计算每小时内供气量累积值，每小时内用气量累积值，每小时内储气量累积值（供气量累积值、用气量累积值）；（3）找出储气量累积值的最大值、最小值，根据下面式子计算要求的末段储气容积=最大值绝对值+最小值绝对氢日供气量gm）求10011.35+13.83(25-3)xK)8100=1.539×106/?350表2.4储气容积计算表小时供气量累计值用气量该小时内累计值储气量累计值14.171.461.462.7128.341.793.255.09312.512.085.337.18416.682.217.549.14520.852.8810.4210.43625.023.2513.6711.35729.194.8818.5510.64833.365.6724.229.14937.534.7128.938.601041.705.0433.987.721145.876.3840.365.511250.047.3047.662.381354.216.9754.63-0.421458.384.3258.95-0.571562.553.1762.120.431666.724.4866.600.121770.895.2171.81-0.921875.068.1679.97-4.911979.239.5689.53-10.302083.407.4096.93-13.532187.574.47101.40-13.832291.743.36104.76-13.022395.912.31107.07-11.1624100.001.69108.76-8.762.2.1 按照假设的末段长度、管径计算末段储气能力（1）假设输气管道末段长度Lm,管道末段管径取与各计算段相同的管径Dh（前面已设定）；（2）计算管道末段输气量350×24×36×0.95其中Qm为输气管道末段输气量，m3s;Q为输气管道任务输气量，m3a<>（3）确定储气开始末段终点压力，取PZa为2000000Pa0（4）确定储气结束末段起点压力，取Pqb为8000000Pa0（5）初定末段天然气平均温度TmCP为273.15+20=293.15K。（6）初定末段天然气平均压缩性系数ZmCP为0.864。（7）计算AA = 0.393x0；(2.16)其中A为设定量；Dm为管道管径（假设末段与计算段管径相同，Dm=Dh;ZmCP为末段天然气平均压缩系数，取0.864;为标准状态下天然气相对密度；TmCP为末段天然气平均温度，为293.15K；Lm为管道末段长度，为20km。（8）计算末段管道几何容积(2.17)其中Vt为管道末段几何容积，m3；n为圆周率，取3.14；Dm为管道管径，m；Lm为管道末段长度，为20km。（9）计算储气开始末段起点压力(2.18)其中Pqa为储气开始末段起点压力，Pa；PZa为储气开始末段终点压力（己取P=1900000Pa;Qm为管道末段输气量，m3so（10）计算储气开始末段平均压力2P2pepa=(2.19)jrqa十其中PCPa为储气开始末段平均压力，Pa；Pqa为储气开始末段起点压力，Pa；Pza为储气开始末段终点压力（已取P=1900000Pa）,Pa。（11）计算储气开始末段天然气压缩系数(2.20)其中Za为储气开始末段天然气压缩系数。Vw=½×（12）储气开始，管道末段中的气体量(2.21)其中VSa为储气开始，管道末段中的气体量，m3；Vt为管道末段几何容积，m3；PCPa为储气开始末段平均压力，Pa；TmCP为末段天然气平均温度，K；Po为标准状态下的压力，为101325Pa;To为标准状态下的温度，为273.15K；Za为储气开始末段天然气压缩系数。（13）计算储气终了末段终点压力(2.22)其中PZb为储气终了末段终点压力，Pa；Pqb为储气终了末段起点压力（取P=8500000Pa）,Pa；Qm为管道末段输气量，m3/s；A为设定量。（14）计算储气终了末段平均压力(2.23)其中PCPb为储气终了末段平均压力，Pa；Pqb为储气终了末段起点压力（已取8500000Pa）,Pa；PZb为储气终了末段终点压力（上一步已求得），Pa。（15）计算储气终了末段天然气压缩系数Zb 二100+0.111.15(2.24)其中Zb为储气终了末段天然气压缩系数。（16）储气终了，管道末段中的气体量TnICP X Zb(2.25)其中VSb为储气终了，管道末段中的气体量，nV；Vt为管道末段几何容积，m3；PCPb为储气终了末段平均压力，Pa；TmCP为末段天然气平均温度，K；PO为标准状态下的压力，为101325Pa;TO为标准状态下的温度，为273.15K；Zb为储气终了末段天然气压缩系数。（17）计算末段的储气能力匕-Ka（2.26）其中Va为末段储气能力，m3;VSa为储气开始，管道末段中的气体量，m3;Vsb为储气终了，管道末段中的气体量，m3o2.2.2 末段长度、储气能力的确定把2.26的计算结果Va与2.14中计算出的要求末段储气容积V求相比较，如果接近，则所假设的末段长度满足工艺要求：如果不接近，则重新假设末段长度，按2.15到2.26重新计算Va直到接近为止,得处Va、Lmo2.3 压缩机站的布置天然气在管道的流动过程中由于各种水力摩阻，压力会下降，导致输气管道通过的能力降低，因此仅依靠天然的地层压力长距输送大量的天然气是绝对不可能的。为了保持稳定的天然气流量和压力，就必须建造压缩机站。压缩机站是干线输气管道不可分割的组成部分，正是依靠安装在压缩机站上的动力设备，输气才得以保证。正是压缩机站的工作参数决定了输气管道的工况,有了压缩机站，当用气量发生变化时，就可调节工况，从而最大程度地利用输气管道的储气能力。2.4 主要设备选择2.4.1 压缩机及驱动设备压缩机的作用是给气体提供输送压力。压缩机的种类很多，按工作原理分为容积型、动力型和热力型三种。容积压缩机中气体压力升高是通过将气体体积进行压缩实现的；动力压缩机中，压力升高是通过压缩机高速旋转叶轮对气体作用提高气体动能，并将动能转化为压能来实现的；热力型压缩机是通过喷射的高速气体在扩压器中与需增压气体混合，将动能转化为压力能的。容积型压缩机又可分为往复式压缩机和回转式压缩机。动力型压缩机可分为离心式压缩机和轴流式压缩机等。目前，天然气管道用得比较多的是往复式压缩机和离心式压缩机。压缩机的驱动设备主要是电动机，天然气发动机和燃气轮机。压缩机和原动机选用除考虑上述各种机型的特点外，还应注意以下问题：（1）由于压缩机组与管道联合工作二者互相影响和制约，因此，应考虑管道和压缩的工艺要求，经济条件等，确定压缩机组类型，型号和规格。其工艺要求包排量变化范围，进出口压力，排气温度等。经济条件包括压缩机与管道匹配时管材、壁厚、压缩机站数、动力费用等。（2）由于压缩机组的负荷随投产年限，季节等的变化而变化。因此要求压缩机组操作灵活，可调节范围宽。（3）应根据生产特点和现场条件等具体要求，考虑压缩机组的使用性能和结构参数。其中使用性能包括压缩机组的燃料和动力消耗，工作效率，运转率和检修周期以及操作维修难易程度等；而结构参数包括压缩机组的重量和空间尺寸,它将影响厂房规模，配管方案的投资费用等。（4）有利于实现自动控制，提高管道的运行管理水平。（5）还应考虑机组的使用寿命，制造水平及供货周期情况。压气站压缩机组采用燃压机组并联运行，这样可以满足管道不同时期输气量增长的加压需要，提高燃压机组综合效率。按两台工作一台备用考虑。压缩机采用离心式，离心式压缩机的主要优点是排量大且均匀、连续、结构紧凑、尺寸小、重量轻、摩擦部件少、振动小、易损件少、操作灵活、易于实现自动控制。燃气轮机主要由压气机、燃烧室、涡轮等部分组成。主要特点是装置紧凑、轻小、安装维修方便、启动快、运行可靠、自动化程度高。因此，选用离心式压缩机作为管道的增压设备，并配燃气轮机为驱动机，以充分发挥燃气轮机可用管输介质为订立燃料优点，同时余热还可以发电，也易于与离心式压缩机相匹配。压缩机驱动机驱动机选型按照技术先进、运行可靠、易于维护、负截调节灵活，投资消耗能低的原则进行12】。2.4.2 清管设备清管设备是管道在施工和运行过程中需要用到的设备之一，其作用包括：（1）提高管道效率；（2）测量和检查管道周向变形，如凹凸变形；（3）从内部检测管道金属的所有损失，如腐蚀等；（4）清除新建管道的积液和杂质。清管设备的设计和安装应满足一定的使用要求，如清管检测器的尺寸和结构要求。并应遵循有关的设计规范，保证其使用性和安全性。2.4.3 其它设备计量装置选用孔板流量计。这主要是它具有坚固耐用、性能可靠、维修方便等优点。其原理是基于当流体通过节流件时，在节流前后产生压差，即通过测量压差和压力、温度来计算流量的。调压装置采用高精度的电动或自力式调压设备，并设置超压安全紧急截断设备以保证下游系统的安全。采用新型的调压阀来减少噪音，精确调压，确保安全平稳输供气。分离设备主要采用旋风分离器。天然气中含有固体杂质将会增加管输阻力，降低管道输送效率，加速管道设备的腐蚀，因此需要予以脱除，以达到国家对所含杂质的规定要求。输气站场需设置清管发收装置，以便对管线进行智能清管检测。通过智能清管检测以发现管道变形、壁厚变化及裂纹扩展等，以便及时处理，减少突发事故的发生。阀门是天然气管道输送中不可缺少的控制设备，是一种涉及门类多，品种繁杂，量大面广的产品。所选阀门应具有密封性好、可靠性高、操作维护方便等优点。干线用截断阀推荐采用全通径球阀，为实现事故状态下自动截断功能，驱动装置推荐采用气液联动执行机构。站内用截断阀推荐采用球阀和平板闸阀，放空、排污推荐采用专用放空阀、排污阀或旋塞阀。2.5 管道敷设方式（1）输气管道一般采用埋地方式敷设，特殊地段也采用土堤、地面等形式敷设，并采用沥青防腐层和阴极保护，管线使用硬质聚氨酯泡沫塑料绝缘，线路冻土层深度为1.111.39m。（2）架空敷设的架空高度应根据使用要求确定。一般以不妨碍交通，便于检修为原则，通常管底至地面净空高度应符合表2.5的规定。（3）油气集输管道穿、跨越铁路、公路、河流等工程设计，应符合国家现行标准原油和天然气输送管道穿跨越工程设计规范SY/T0015.K原油和天然气输送管道穿跨越工程设计规范SY/T0015.2的规定。表2.5管底到地面净空高度类别净空高度（In）人行道路22.2公路25.5铁路26.0电气化铁路211.0荒山0.2-0.32.6 管道沿线压力、温度、流速的计算2.6.1 管道沿线压力的计算PX计算段全长为L,计算段起点压力为Pq,计算段终点压力为Pz,设距离计算段起点X处的压力为Px:(2.27)其中Pq为管道计算段的起点压力，Pa：PZ为管道计算段的终点压力，Pa；X为计算点与起点之间的距离，m；L为计算段全长，m02.6.2 管道沿线温度的计算（1）计算a(2.28)KDMCP其中a为设量；K为气体总传热系数，W(m2.K);n为圆周率，取3.14；D为管道内径，m；M为气体质量流量，kg/s；CP为气体质量定压热容，J(kg.K)0(2)计算TXI="+也-Ge(2-29)其中TX为距离计算段起点X处温度，K；To为管道埋深处地温，K；Tq为计算段起点处温度，K；e为定值，为2.71802.6.3 管道沿线流速的计算(1)计算P夕=第L(2.30)其中P为TX和PX下天然气的密度，kgm3；PX为距离计算段起点X处压力，Pa；To为标准温度，为273.15K；Po为标准压力，为101325Pa；P。为标准状况时的密度(To、Po),kgm3o(2)计算VVX=空(2.31)PA其中V为距离计算段起点X处流速，m/s；P为标准状况下天然气的密度，kgm3；q为天然气流量，m3/s；A为管道横截面积，m2o2.7 技术一经济计算根据输气管道工艺设计要求进行的设计，只能满足工艺上的要求，但从经济上来说不一定合理。因为只要求满足工艺时，往往有多种不同参数组合而成的方案。在工艺